JP7366555B2 - Liquefied gas vaporization equipment and floating equipment equipped with the same - Google Patents

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Description

本発明は、液化ガスを気化する液化ガス気化装置及びこれを備えた浮体設備に関するものである。 The present invention relates to a liquefied gas vaporization device that vaporizes liquefied gas, and a floating facility equipped with the same.

特許文献１に示されているように、ＬＮＧを外部へ供給する際に再ガス化することが知られている。 As shown in Patent Document 1, it is known to regasify LNG when supplying it to the outside.

特表２００２－５０６９６０号公報Special Publication No. 2002-506960

再ガス化しているときは、ＬＮＧタンク内のＬＮＧが消費されるので、ＬＮＧタンク内の圧力が過度に上昇するおそれがない。しかし、再ガス化していない場合、ＬＮＧタンク内の圧力は不可避的な侵入熱等によってボイルオフガス（ＢＯＧ）が発生し、ＬＮＧタンク内の圧力が過度に上昇するおそれがある。この場合には、ＢＯＧをＬＮＧタンクから取り出してＧＣＵ（Gas Combustion Unit）で焼却処理することが行われる。 During regasification, the LNG in the LNG tank is consumed, so there is no risk that the pressure in the LNG tank will rise excessively. However, if regasification is not performed, boil-off gas (BOG) is generated due to unavoidable intrusion heat, etc., and the pressure inside the LNG tank may rise excessively. In this case, BOG is taken out from the LNG tank and incinerated in a GCU (Gas Combustion Unit).

ＢＯＧを焼却処理するためにＧＣＵを設備として備えると設置スペースが必要になり、また初期投資が増加するという問題がある。これを解決するために、ＬＮＧを再ガス化する際に用いる熱源としてリガスボイラ（Regas boiler）を備えた設備の場合には、リガスボイラをＧＣＵとして兼用することが考えられる。 Providing a GCU as equipment for incinerating BOG requires installation space and increases initial investment. To solve this problem, in the case of equipment equipped with a regas boiler as a heat source used when regasifying LNG, it is conceivable to use the regas boiler also as a GCU.

しかし、リガスボイラをＧＣＵとして用いた場合、リガスボイラで発生した蒸気を凝縮するための大容量のコンデンサが必要となり、初期投資が増大するという問題がある。 However, when a regas boiler is used as a GCU, a large-capacity condenser is required to condense the steam generated by the regas boiler, resulting in an increase in initial investment.

本発明は、このような事情に鑑みてなされたものであって、初期投資を増大させることなくボイルオフガス焼却処理時に発生する蒸気を凝縮することができる液化ガス気化装置及びこれを備えた浮体設備を提供することを目的とする。 The present invention has been made in view of these circumstances, and provides a liquefied gas vaporization device that can condense steam generated during boil-off gas incineration processing without increasing initial investment, and a floating facility equipped with the same. The purpose is to provide

本発明の一態様に係る液化ガス気化装置は、液化ガスを加熱して気化する気化器と、前記気化器に接続されるとともに不凍液が循環する不凍液循環経路と、液化ガスタンクで発生したボイルオフガスを燃焼させて蒸気を生成するボイラと、前記ボイラで生成された蒸気と前記不凍液循環経路を循環する不凍液とを熱交換する蒸気熱交換器と、前記気化器にて液化ガスを加熱せずに前記液化ガスタンクで発生したボイルオフガスを前記ボイラで焼却処理するボイルオフガス焼却処理モード時の制御を行う制御部と、を備え、前記制御部は、前記ボイルオフガス焼却処理モード時に、前記気化器に液化ガスを供給しないことによって前記気化器にて液化ガスを加熱せずに、前記不凍液循環経路の不凍液を循環させ、前記ボイラで生成された蒸気を前記蒸気熱交換器へと送る。 A liquefied gas vaporization device according to one aspect of the present invention includes a vaporizer that heats and vaporizes liquefied gas, an antifreeze circulation path connected to the vaporizer and through which antifreeze circulates, and a boil-off gas generated in a liquefied gas tank. a boiler that generates steam by combustion; a steam heat exchanger that exchanges heat between the steam generated in the boiler and the antifreeze circulating in the antifreeze circulation path; a control section that performs control during a boil-off gas incineration processing mode in which boil-off gas generated in the liquefied gas tank is incinerated in the boiler; By not supplying liquefied gas, the antifreeze in the antifreeze circulation path is circulated without heating the liquefied gas in the vaporizer, and the steam generated in the boiler is sent to the steam heat exchanger.

ボイルオフガス焼却処理モード時に、ボイラで発生した蒸気を蒸気熱交換器へ送ることとした。蒸気熱交換器にて蒸気と不凍液との間で熱交換が行われ、不凍液循環経路を循環する不凍液を介して放熱されることになる。これにより、ボイルオフガス焼却処理モード時に必要となる大型のコンデンサを設ける必要がなくなり、初期投資を抑えることができる。
不凍液としては、例えば、エチレングリコール等のグリコールが用いられる。 During the boil-off gas incineration mode, the steam generated in the boiler was sent to the steam heat exchanger. Heat exchange is performed between the steam and the antifreeze in the steam heat exchanger, and heat is radiated through the antifreeze circulating in the antifreeze circulation path. This eliminates the need to provide a large capacitor, which is required in the boil-off gas incineration processing mode, and can reduce initial investment.
As the antifreeze, for example, glycol such as ethylene glycol is used.

さらに、本発明の一態様に係る液化ガス気化装置では、前記不凍液循環経路に設けられ、不凍液と海水とを熱交換する海水熱交換器を備え、前記制御部は、前記ボイルオフガス焼却処理モード時に、前記海水熱交換器にて不凍液から海水へと放熱を行うように制御する。 Furthermore, the liquefied gas vaporization apparatus according to one aspect of the present invention includes a seawater heat exchanger that is provided in the antifreeze circulation path and exchanges heat between the antifreeze and seawater, and the control section is configured to control the control unit during the boil-off gas incineration processing mode. , the seawater heat exchanger is controlled to radiate heat from the antifreeze to the seawater.

不凍液循環経路に海水熱交換器を備え、海水熱交換器を介して不凍液から海水へと放熱を行うようにした。これにより、効果的に蒸気の凝縮熱を外部へと放熱することができる。
なお、海水熱交換器は、気化器にて液化ガスを気化する場合には、気化器を通過した後の不凍液を海水で加熱するために用いられる。 A seawater heat exchanger is installed in the antifreeze circulation path, and heat is radiated from the antifreeze to the seawater via the seawater heat exchanger. Thereby, the heat of condensation of the steam can be effectively radiated to the outside.
Note that, when the liquefied gas is vaporized in the vaporizer, the seawater heat exchanger is used to heat the antifreeze that has passed through the vaporizer with seawater.

さらに、本発明の一態様に係る液化ガス気化装置では、蒸気タービンと、前記蒸気タービンから排出された蒸気を凝縮させる復水器と、を備え、前記制御部は、前記ボイルオフガス焼却処理モード時に、前記ボイラで生成された蒸気を前記復水器へと送る。 Furthermore, the liquefied gas vaporization apparatus according to one aspect of the present invention includes a steam turbine and a condenser that condenses steam discharged from the steam turbine, and the control unit is configured to control the boil-off gas incineration processing mode. , sending the steam generated in the boiler to the condenser.

復水器にも蒸気を送るようにして、復水器でも放熱できるようにした。復水器で全ての蒸気を凝縮させる必要はないので、復水器を大型化する必要がない。例えば、制御部は、先に復水器にて蒸気を凝縮させ、凝縮量が所定値を超えたら蒸気熱交換器にて蒸気を凝縮させるという制御を行っても良い。 By sending steam to the condenser, heat can also be dissipated from the condenser. Since it is not necessary to condense all the steam in the condenser, there is no need to increase the size of the condenser. For example, the control unit may perform control such that the steam is first condensed in the condenser, and when the amount of condensation exceeds a predetermined value, the steam is condensed in the steam heat exchanger.

また、本発明の一態様に係る浮体設備では、蒸気のいずれかに記載の液化ガス気化装置と、液化ガスを貯留する液化ガスタンクと、前記気化器は、前記液化ガスタンクから導かれた液化ガスを気化する。 Further, in the floating facility according to one aspect of the present invention, the liquefied gas vaporization device according to any one of the vapors, the liquefied gas tank that stores the liquefied gas, and the vaporizer that collects the liquefied gas led from the liquefied gas tank. Vaporize.

上記の液化ガス気化装置を備えることで、コンパクトな浮体設備を提供することができる。浮体設備としては、例えば、ＦＳＲＵ（Floating Storage and Regasification Unit）が挙げられる。
なお、本態様の発明は、上記した各態様の発明と組み合わせることができる。 By providing the above liquefied gas vaporization device, a compact floating facility can be provided. Examples of floating equipment include FSRU (Floating Storage and Regasification Unit).
Note that the invention of this aspect can be combined with the inventions of each of the above-mentioned aspects.

不凍液循環経路で放熱させることとしたので、初期投資を増大させることなくボイルオフガス焼却処理時に発生する蒸気を凝縮することができる。 Since heat is dissipated through the antifreeze circulation path, steam generated during boil-off gas incineration processing can be condensed without increasing initial investment.

本発明の一実施形態に係るＦＳＲＵに適用されたＬＮＧ気化設備であり、オープンループ時を示した概略構成図である。BRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWINGS It is LNG vaporization equipment applied to FSRU concerning one embodiment of this invention, and is a schematic block diagram which showed the time of an open loop. 図１のＬＮＧ気化設備であり、コンバインドループ時を示した概略構成図である。FIG. 2 is a schematic configuration diagram of the LNG vaporization equipment of FIG. 1 in a combined loop mode. 図１のＬＮＧ気化設備であり、ＧＣＵモード時を示した概略構成図である。FIG. 2 is a schematic configuration diagram of the LNG vaporization equipment of FIG. 1 in GCU mode.

以下に、本発明に係る実施形態について、図面を参照して説明する。
［第１実施形態］
以下、本発明の第１実施形態について説明する。
図１には、液化天然ガスであるＬＮＧ（液化ガス）を気化して外部へ供給するＬＮＧ気化装置（液化ガス気化装置）１の概略構成が示されている。ＬＮＧ気化装置１は、浮体設備であるＦＳＲＵ（Floating Storage and Regasification Unit）に設けられている。 Embodiments according to the present invention will be described below with reference to the drawings.
[First embodiment]
A first embodiment of the present invention will be described below.
FIG. 1 shows a schematic configuration of an LNG vaporizer (liquefied gas vaporizer) 1 that vaporizes LNG (liquefied gas), which is liquefied natural gas, and supplies it to the outside. The LNG vaporization device 1 is provided in a floating storage and regasification unit (FSRU), which is a floating facility.

ＦＳＲＵは、ＬＮＧ気化装置１に加えて、ＬＮＧタンク３と、ディーゼルエンジン（発電用エンジン）５とを備えている。ディーゼルエンジン５としては、油燃料とガス燃料の両方を使用できるＤＦＤＥ（Dual Fuel Diesel Engine）を用いることができる。 In addition to the LNG vaporizer 1, the FSRU includes an LNG tank 3 and a diesel engine (power generation engine) 5. As the diesel engine 5, a DFDE (Dual Fuel Diesel Engine) that can use both oil fuel and gas fuel can be used.

ＬＮＧタンク３内には、ＬＮＧが貯留されている。ＬＮＧタンク３の上方には、侵入熱等によって不可避的に発生したＢＯＧ（ボイルオフガス）が滞留している。ＢＯＧは、ＢＯＧ供給配管７を介してディーゼルエンジン５へと導かれる。ＢＯＧ供給配管７には、ＢＯＧ圧縮機９とＢＯＧ冷却熱交換器１０とが設けられている。ＢＯＧ圧縮機９によってディーゼルエンジン５が要求する圧力までＢＯＧを昇圧した後に、ＢＯＧ冷却熱交換器１０によってＢＯＧが冷却される。ＢＯＧ冷却熱交換器１０によって冷却されたＢＯＧがディーゼルエンジン５へと導かれる。 LNG is stored in the LNG tank 3. Above the LNG tank 3, BOG (boil-off gas) unavoidably generated due to intruding heat and the like remains. BOG is guided to the diesel engine 5 via a BOG supply pipe 7. The BOG supply pipe 7 is provided with a BOG compressor 9 and a BOG cooling heat exchanger 10. After the BOG compressor 9 increases the pressure of the BOG to the pressure required by the diesel engine 5, the BOG is cooled by the BOG cooling heat exchanger 10. BOG cooled by the BOG cooling heat exchanger 10 is guided to the diesel engine 5.

ディーゼルエンジン５は、図示しない発電機を駆動する。ディーゼルエンジン５によって駆動された発電機は、ＦＳＲＵ内で必要とされる電力を発電する。 Diesel engine 5 drives a generator (not shown). A generator driven by the diesel engine 5 generates the power required within the FSRU.

ディーゼルエンジン５には、過給機１２が設けられている。過給機１２は、図示しない排気タービン及び空気圧縮機が設けられている。排気タービンと空気圧縮機は共通の軸で連結されており共に回転するようになっている。 The diesel engine 5 is provided with a supercharger 12. The supercharger 12 is provided with an exhaust turbine and an air compressor (not shown). The exhaust turbine and air compressor are connected by a common shaft so that they rotate together.

過給機１２の排気タービンを通過した排ガスは、排ガスエコノマイザ１４へと導かれる。排ガスエコノマイザ１４をバイパスするように排ガスバイパス配管１５が設けられている。排ガスエコノマイザ１４を使用する場合には、バイパス弁１５ａが閉とされている。なお、本実施形態において、黒塗りで示された弁は閉を意味し、白抜きで示された弁は開を意味する。したがって、排ガスエコノマイザ１４を使用する場合には、排ガスエコノマイザ１４の上流側に設けられた排ガスエコノマイザ弁１４ａは開とされている。 The exhaust gas that has passed through the exhaust turbine of the supercharger 12 is guided to the exhaust gas economizer 14. An exhaust gas bypass pipe 15 is provided to bypass the exhaust gas economizer 14. When the exhaust gas economizer 14 is used, the bypass valve 15a is closed. In this embodiment, a valve shown in black means closed, and a valve shown in white means open. Therefore, when the exhaust gas economizer 14 is used, the exhaust gas economizer valve 14a provided upstream of the exhaust gas economizer 14 is opened.

過給機１２の空気圧縮機によって圧縮された空気は、空気冷却器１６にて冷却された後にディーゼルエンジン５へと導かれる。 Air compressed by the air compressor of the supercharger 12 is cooled by an air cooler 16 and then guided to the diesel engine 5.

ＬＮＧタンク３内のＬＮＧは、ＬＮＧタンク３内に設けたＬＮＧポンプ１８によって、ＬＮＧタンク３の外部に設けた気液分離器２０へと導かれる。気液分離器２０にて気相と分離されたＬＮＧは、送液ポンプ（液化ガスポンプ）２２によってＬＮＧ配管２３を通って気化器２５へと導かれる。ＬＮＧポンプ１８及び送液ポンプ２２は、電動ポンプとされている。気化器２５にて気化されたＬＮＧは、送ガス配管２６を介して外部へと供給される。ＬＮＧポンプ１８及び送液ポンプ２２の発停や回転数の制御は、図示しない制御部によって行われる。 LNG in the LNG tank 3 is guided to a gas-liquid separator 20 provided outside the LNG tank 3 by an LNG pump 18 provided in the LNG tank 3. The LNG separated from the gas phase by the gas-liquid separator 20 is guided to the vaporizer 25 through the LNG pipe 23 by a liquid pump (liquefied gas pump) 22 . The LNG pump 18 and the liquid feeding pump 22 are electric pumps. LNG vaporized in the vaporizer 25 is supplied to the outside via a gas supply pipe 26. Control of starting/stopping and rotation speed of the LNG pump 18 and the liquid feeding pump 22 is performed by a control section (not shown).

ＬＮＧ気化装置１は、気化器２５に加えて、リガス（Regas）ボイラ３０と、蒸気タービン３２と、蒸気タービン発電機３４と、復水器３６と、グリコール循環経路（不凍液循環経路）３８とを備えている。 In addition to the vaporizer 25, the LNG vaporizer 1 includes a regas boiler 30, a steam turbine 32, a steam turbine generator 34, a condenser 36, and a glycol circulation path (antifreeze circulation path) 38. We are prepared.

リガスボイラ（ボイラ）３０には、ＢＯＧ圧縮機９の下流側でＢＯＧ供給配管７から分岐されたボイラ用ＢＯＧ供給配管４０が接続されている。ボイラ用ＢＯＧ供給配管４０によって導かれたＢＯＧを燃料として、リガスボイラ３０は動作する。なお、リガスボイラ３０は、燃料油によって動作するようにしても良い。 A boiler BOG supply pipe 40 branched from the BOG supply pipe 7 on the downstream side of the BOG compressor 9 is connected to the regas boiler (boiler) 30 . The regas boiler 30 operates using BOG guided by the boiler BOG supply pipe 40 as fuel. Note that the regas boiler 30 may be operated using fuel oil.

リガスボイラ３０の水ドラム３０ａは、ドラム水ポンプ４２を介して排ガスエコノマイザ１４内の蒸発器４４に接続されている。蒸発器４４で加熱された水は、リガスボイラ３０の蒸気ドラム３０ｂへと導かれるようになっている。蒸気ドラム３０ｂには、給水タンク４６から給水配管４７を介して給水ポンプ４８によって給水されるようになっている。 The water drum 30a of the regas boiler 30 is connected to an evaporator 44 in the exhaust gas economizer 14 via a drum water pump 42. The water heated by the evaporator 44 is guided to the steam drum 30b of the regas boiler 30. Water is supplied to the steam drum 30b from a water supply tank 46 via a water supply pipe 47 by a water supply pump 48.

リガスボイラ３０の蒸気ドラム３０ｂから、ＦＳＲＵ内（船内）の蒸気需要部５０へと船内蒸気供給弁５１を介して蒸気が供給されるようになっている。 Steam is supplied from the steam drum 30b of the regas boiler 30 to the steam demand unit 50 inside the FSRU (onboard the ship) via the onboard steam supply valve 51.

リガスボイラ３０の蒸気ドラム３０ｂと蒸気タービン３２との間には、蒸気タービン用蒸気配管５２が設けられている。蒸気タービン用蒸気配管５２の途中位置には、過熱器５３が設けられている。過熱器５３は、排ガスエコノマイザ１４内に設けられている。蒸気タービン用蒸気配管５２には、過熱器５３と蒸気タービン３２との間に、蒸気止め弁５４と蒸気加減弁５５とが設けられている。蒸気止め弁５４と蒸気加減弁５５は、図示しない制御部によって制御される。 A steam turbine steam pipe 52 is provided between the steam drum 30b of the regas boiler 30 and the steam turbine 32. A superheater 53 is provided in the middle of the steam piping 52 for the steam turbine. Superheater 53 is provided within exhaust gas economizer 14 . The steam piping 52 for the steam turbine is provided with a steam stop valve 54 and a steam control valve 55 between the superheater 53 and the steam turbine 32 . The steam stop valve 54 and the steam control valve 55 are controlled by a control section (not shown).

蒸気タービン用蒸気配管５２には、過熱器５３の上流側に分岐点Ｐが設けられている。分岐点Ｐと復水器３６との間には、蒸気タービン３２をバイパスして蒸気ドラム３０ｂ内の蒸気を復水器３６へと排気する蒸気ダンプ配管５７が設けられている。蒸気ダンプ配管５７には、蒸気ダンプ弁５８が設けられている。蒸気ダンプ弁５８は、図示しない制御部によって制御され、通常運転時は閉とされている。 A branch point P is provided in the steam turbine steam piping 52 on the upstream side of the superheater 53. A steam dump pipe 57 is provided between the branch point P and the condenser 36 to bypass the steam turbine 32 and exhaust the steam in the steam drum 30b to the condenser 36. A steam dump valve 58 is provided in the steam dump pipe 57. The steam dump valve 58 is controlled by a control section (not shown) and is closed during normal operation.

リガスボイラ３０の蒸気ドラム３０ｂとグリコール循環経路３８に設けられた蒸気熱交換器６０との間には、蒸気供給配管６２が設けられている。蒸気供給配管６２には、蒸気供給弁６３が設けられている。蒸気供給弁６３は、図示しない制御部によって制御される。蒸気熱交換器６０でグリコールを加熱した後の蒸気はドレン水となり、ドレン水配管６５を介して給水タンク４６へと導かれる。なお、グリコールとしては、例えばエチレングリコールが用いられる。 A steam supply pipe 62 is provided between the steam drum 30b of the regas boiler 30 and the steam heat exchanger 60 provided in the glycol circulation path 38. The steam supply pipe 62 is provided with a steam supply valve 63 . The steam supply valve 63 is controlled by a control section (not shown). The steam after heating the glycol in the steam heat exchanger 60 becomes drain water and is led to the water supply tank 46 via the drain water piping 65. Note that as the glycol, for example, ethylene glycol is used.

蒸気タービン３２は、蒸気によって回転させられるとともに回転軸３３を回転する。回転軸３３は、蒸気タービン発電機３４に接続されており、蒸気タービン発電機３４を駆動する。蒸気タービン発電機３４によって発電された電力は、船内の必要電力として用いられ、例えば、ＬＮＧを送る送液ポンプ２２や、グリコールを循環させるための循環ポンプ６７に用いられる。 The steam turbine 32 is rotated by steam and also rotates a rotating shaft 33 . The rotating shaft 33 is connected to a steam turbine generator 34 and drives the steam turbine generator 34 . The electric power generated by the steam turbine generator 34 is used as necessary electric power inside the ship, and is used, for example, for the liquid feeding pump 22 that sends LNG and the circulation pump 67 that circulates glycol.

復水器３６には、蒸気タービン３２で仕事を終えた蒸気が導かれる。復水器３６にて凝縮された復水は、復水ポンプ６９を介して給水タンク４６へと導かれる。復水器３６内には、蒸気を冷却する熱媒体として海水が導かれるようになっている。 Steam that has completed work in the steam turbine 32 is guided to the condenser 36 . The condensate condensed in the condenser 36 is guided to the water supply tank 46 via a condensate pump 69. Seawater is introduced into the condenser 36 as a heat medium to cool the steam.

グリコール循環経路３８には、海水熱交換器７２が設けられている。海水熱交換器７２では、海水ポンプ７０によって海水取水配管７１を介して導かれた海水とグリコールとが熱交換する。海水熱交換器７２にて熱交換を終えた海水は、排水配管７３を介して海洋へと放出される。海水ポンプ７０は、図示しない制御部によって制御される。 A seawater heat exchanger 72 is provided in the glycol circulation path 38. In the seawater heat exchanger 72, the seawater introduced by the seawater pump 70 via the seawater intake pipe 71 and glycol exchange heat. The seawater that has undergone heat exchange in the seawater heat exchanger 72 is discharged into the ocean via the drainage pipe 73. The seawater pump 70 is controlled by a control section (not shown).

グリコール循環経路３８は、海水熱交換器７２の上流側に、循環ポンプ６７を備えている。循環ポンプ６７によって、グリコールは、海水熱交換器７２、蒸気熱交換器６０及び気化器２５を順に循環する。循環ポンプ６７は、電動ポンプとされ、図示しない制御部によって制御される。 The glycol circulation path 38 includes a circulation pump 67 upstream of the seawater heat exchanger 72. The circulation pump 67 causes the glycol to circulate through the seawater heat exchanger 72, the steam heat exchanger 60, and the vaporizer 25 in this order. The circulation pump 67 is an electric pump and is controlled by a control section (not shown).

制御部は、例えば、ＣＰＵ（Central Processing Unit）、ＲＡＭ（Random Access Memory）、ＲＯＭ（Read Only Memory）、及びコンピュータ読み取り可能な記憶媒体等から構成されている。そして、各種機能を実現するための一連の処理は、一例として、プログラムの形式で記憶媒体等に記憶されており、このプログラムをＣＰＵがＲＡＭ等に読み出して、情報の加工・演算処理を実行することにより、各種機能が実現される。なお、プログラムは、ＲＯＭやその他の記憶媒体に予めインストールしておく形態や、コンピュータ読み取り可能な記憶媒体に記憶された状態で提供される形態、有線又は無線による通信手段を介して配信される形態等が適用されてもよい。コンピュータ読み取り可能な記憶媒体とは、磁気ディスク、光磁気ディスク、ＣＤ－ＲＯＭ、ＤＶＤ－ＲＯＭ、半導体メモリ等である。 The control unit includes, for example, a CPU (Central Processing Unit), a RAM (Random Access Memory), a ROM (Read Only Memory), a computer-readable storage medium, and the like. A series of processes for realizing various functions is stored in a storage medium, etc. in the form of a program, for example, and the CPU reads this program into a RAM, etc., and executes information processing and arithmetic processing. By doing so, various functions are realized. Note that the program may be pre-installed in a ROM or other storage medium, provided as being stored in a computer-readable storage medium, or distributed via wired or wireless communication means. etc. may also be applied. Computer-readable storage media include magnetic disks, magneto-optical disks, CD-ROMs, DVD-ROMs, semiconductor memories, and the like.

＜オープンループ＞
次に、上記構成のＬＮＧ気化装置１の動作について説明する。先ず、蒸気熱交換器６０を用いずに、海水熱交換器７２を用いるオープンループについて説明する。オープンループの場合、ＬＮＧの気化の為の熱源は海水が使用され、海水熱交換器７２を使って、海水でグリコールを加熱することによって必要な熱を得る。このため、水温が高い海域や夏季にオープンループが用いられる。 <Open loop>
Next, the operation of the LNG vaporization apparatus 1 having the above configuration will be explained. First, an open loop using the seawater heat exchanger 72 without using the steam heat exchanger 60 will be described. In the case of an open loop, seawater is used as a heat source for vaporizing LNG, and the necessary heat is obtained by heating glycol with seawater using a seawater heat exchanger 72. For this reason, open loops are used in areas with high water temperatures and in summer.

オープンループでは、リガスボイラ３０はＬＮＧ気化の熱源としては動作しない。リガスボイラ３０の蒸気ドラム３０ｂは、気液分離器として用いられる。制御部は、ドラム水ポンプ４２を起動し、水ドラム３０ａ内の水を蒸発器４４へと導き、排ガスエコノマイザ１４を流れる排ガスと熱交換させる。蒸発器４４へと導かれた水は、加熱された後に蒸気ドラム３０ｂへと導かれて気液分離される。蒸気ドラム３０ｂで分離された蒸気は、蒸気需要部５０及び蒸気タービン３２へと導かれる。蒸気タービン３２へ導かれる蒸気は、排ガスエコノマイザ１４の過熱器５３によって過熱される。排ガスエコノマイザ１４へは、ディーゼルエンジン５で発生した排ガスが導かれる。なお、蒸気需要部で必要とされる蒸気量が、排ガスエコノマイザからの熱回収で発生する蒸気を上回る場合は、蒸気タービン３２へ導かれる蒸気は遮断され、それでも蒸気量が不足する場合は、リガスボイラ３０が運転される。 In open loop, the regas boiler 30 does not operate as a heat source for LNG vaporization. The steam drum 30b of the regas boiler 30 is used as a gas-liquid separator. The control unit starts the drum water pump 42, guides the water in the water drum 30a to the evaporator 44, and exchanges heat with the exhaust gas flowing through the exhaust gas economizer 14. The water led to the evaporator 44 is heated and then led to the steam drum 30b where it is separated into gas and liquid. The steam separated by the steam drum 30b is guided to the steam demand section 50 and the steam turbine 32. Steam guided to the steam turbine 32 is superheated by the superheater 53 of the exhaust gas economizer 14. Exhaust gas generated by the diesel engine 5 is guided to the exhaust gas economizer 14. Note that if the amount of steam required in the steam demand section exceeds the steam generated by heat recovery from the exhaust gas economizer, the steam guided to the steam turbine 32 is cut off, and if the amount of steam is still insufficient, the regas boiler 30 is operated.

制御部は、蒸気供給弁６３を閉として、蒸気熱交換器６０へ蒸気を流さないようにする。また、制御部は、送液ポンプ２２や、循環ポンプ６７、海水ポンプ７０等の運転を制御する。 The control unit closes the steam supply valve 63 to prevent steam from flowing to the steam heat exchanger 60. The control unit also controls the operation of the liquid feeding pump 22, the circulation pump 67, the seawater pump 70, and the like.

ＬＮＧタンク３から導かれたＬＮＧは、ＬＮＧ配管２３を介して送液ポンプ２２によって気化器２５へと供給される。気化器２５では、グリコール循環経路３８を流れるグリコールによって加熱されて気化される。気化されたＬＮＧは、送ガス配管２６を介して外部の需要先へと導かれる。 LNG led from the LNG tank 3 is supplied to the vaporizer 25 by the liquid pump 22 via the LNG pipe 23. In the vaporizer 25, the glycol flowing through the glycol circulation path 38 is heated and vaporized. The vaporized LNG is guided to an external consumer via the gas supply pipe 26.

気化器２５にてＬＮＧを気化することによって冷却されたグリコールは、海水熱交換器７２にて海水によって加熱される。海水によって加熱されたグリコールは、蒸気熱交換器６０へ導かれる。蒸気熱交換器６０には、リガスボイラ３０から蒸気が導かれないので、蒸気熱交換器６０にて加熱されることなくグリコールは気化器２５へと導かれる。 Glycol cooled by vaporizing LNG in the vaporizer 25 is heated by seawater in the seawater heat exchanger 72. The glycol heated by the seawater is led to the steam heat exchanger 60. Since steam is not introduced from the regas boiler 30 to the steam heat exchanger 60, glycol is introduced to the vaporizer 25 without being heated in the steam heat exchanger 60.

＜コンバインド（クローズ）ループ＞
次に、図２を参照して、蒸気熱交換器６０を用いるコンバインドループ又はクローズループについて説明する。コンバインドループ及びクローズループでは、いずれも蒸気熱交換器６０を用いることで共通する。ただし、クローズループでは、海水熱交換器７２を用いず、コンバインドループでは海水熱交換器７２を部分的に用いる。 <Combined (closed) loop>
Next, a combined loop or a closed loop using the steam heat exchanger 60 will be described with reference to FIG. 2. The combined loop and the closed loop both use a steam heat exchanger 60 in common. However, in the closed loop, the seawater heat exchanger 72 is not used, and in the combined loop, the seawater heat exchanger 72 is partially used.

ＬＮＧタンク３からＢＯＧがボイラ用ＢＯＧ供給配管４０を介してＢＯＧがリガスボイラ３０に導かれる。リガスボイラ３０では、ＢＯＧを燃料としてバーナ（図示せず）にて火炎が形成されることによって、給水配管４７を介して供給された給水が加熱されて蒸気が生成される。生成された蒸気は、蒸気ドラム３０ｂから蒸気需要部５０へ導かれる。排ガスエコノマイザ１４で発生した蒸気もリガスボイラ３０の加勢となる。排ガスエコノマイザ１４へは、ディーゼルエンジン５で発生した排ガスが導かれる。 BOG is guided from the LNG tank 3 to the regas boiler 30 via a boiler BOG supply pipe 40. In the regas boiler 30, a flame is formed in a burner (not shown) using BOG as fuel, thereby heating water supplied through the water supply pipe 47 and generating steam. The generated steam is guided from the steam drum 30b to the steam demand section 50. The steam generated by the exhaust gas economizer 14 also assists the regas boiler 30. Exhaust gas generated by the diesel engine 5 is guided to the exhaust gas economizer 14.

制御部は、蒸気供給弁６３を開とするとともに、海水ポンプ７０を停止する。これにより、グリコール循環経路３８を流れるグリコールは、蒸気熱交換器６０によって加熱されることになる。 The control unit opens the steam supply valve 63 and stops the seawater pump 70. Thereby, the glycol flowing through the glycol circulation path 38 is heated by the steam heat exchanger 60.

このように、クローズループでは、海水熱交換器７２を使用しないので、冷却された海水を海洋に放出することがない。したがって、環境負荷を低減することができる。
なお、必要な場合は、コンバインドループとして、必要量だけ海水を海水熱交換器７２に供給してグリコールを補助的に加熱するようにしても良い。
コンバインドループ時は、蒸気加減弁５５を閉めることで、排熱回収の熱をＦＳＲＵ側に回して、リガスボイラ３０への投入燃料を下げる方がメリットがある。 In this way, in the closed loop, the seawater heat exchanger 72 is not used, so cooled seawater is not discharged into the ocean. Therefore, environmental load can be reduced.
Note that, if necessary, a required amount of seawater may be supplied to the seawater heat exchanger 72 as a combined loop to supplementally heat the glycol.
During the combined loop, it is advantageous to close the steam control valve 55 to transfer the heat recovered from the exhaust heat to the FSRU and reduce the amount of fuel input to the regas boiler 30.

＜ＧＣＵモード時＞
次に、図３を参照して、ＧＣＵモード時（ボイルオフガス焼却処理モード時）について説明する。ＧＣＵモード時は、気化器２５にてＬＮＧを加熱して気化することは行われない。すなわち、外部からＬＮＧの気化が要求されていない状態である。したがって、気化器２５ではＬＮＧとの熱交換は行われない。 <In GCU mode>
Next, with reference to FIG. 3, the GCU mode (boil-off gas incineration processing mode) will be described. In the GCU mode, the vaporizer 25 does not heat and vaporize LNG. In other words, there is no external request for LNG vaporization. Therefore, heat exchange with LNG is not performed in the vaporizer 25.

ＬＮＧを外部へ送出しないので、ＬＮＧタンク３内には不可避的な侵入熱等によってＢＯＧが発生し、ＬＮＧタンク３内の圧力が上昇する。制御部は、ＬＮＧタンク３内の圧力が所定圧よりも上昇した場合には、ＢＯＧを焼却処理するためにＧＣＵモードを選択する。 Since LNG is not sent to the outside, BOG is generated in the LNG tank 3 due to unavoidable intrusion heat, etc., and the pressure inside the LNG tank 3 increases. When the pressure within the LNG tank 3 rises above a predetermined pressure, the control unit selects the GCU mode to incinerate BOG.

ＧＣＵモードが選択されると、制御部は、ＢＯＧをリガスボイラ３０へと供給する。これにより、リガスボイラ３０にてＢＯＧが焼却処理される。このときに発生した蒸気は、蒸気ドラム３０ｂから蒸気熱交換器６０へと送られる。すなわち、蒸気供給弁６３を開とする。このとき、蒸気加減弁５５は閉とされ、蒸気タービン３２には蒸気は供給されず、蒸気タービン３２は停止されている。 When the GCU mode is selected, the control unit supplies BOG to the regas boiler 30. As a result, the BOG is incinerated in the regas boiler 30. The steam generated at this time is sent from the steam drum 30b to the steam heat exchanger 60. That is, the steam supply valve 63 is opened. At this time, the steam control valve 55 is closed, no steam is supplied to the steam turbine 32, and the steam turbine 32 is stopped.

グリコール循環経路３８では、循環ポンプ６７が起動され、グリコールが循環している。また、海水ポンプ７０が起動され、海水が海水熱交換器７２に供給される。これにより、蒸気熱交換器６０へ供給された蒸気はグリコールによって冷却され、ドレン水は給水タンク４６へと送られる。蒸気を冷却して温度上昇したグリコールは、気化器２５を通過した後に海水熱交換器７２へと導かれる。気化器２５にはＬＮＧが供給されていないので気化器２５ではグリコールは熱交換しない。しかし、海水熱交換器７２にてグリコールは海水によって冷却される。これにより、蒸気熱交換器６０にて回収された蒸気の凝縮熱は、海水熱交換器７２によって外部へと排出される。 In the glycol circulation path 38, the circulation pump 67 is activated and glycol is being circulated. Additionally, the seawater pump 70 is activated, and seawater is supplied to the seawater heat exchanger 72. As a result, the steam supplied to the steam heat exchanger 60 is cooled by glycol, and the drain water is sent to the water supply tank 46. Glycol whose temperature has increased by cooling the steam passes through the vaporizer 25 and then is guided to the seawater heat exchanger 72. Since LNG is not supplied to the vaporizer 25, the glycol does not undergo heat exchange in the vaporizer 25. However, the glycol is cooled by seawater in the seawater heat exchanger 72. Thereby, the heat of condensation of the steam recovered by the steam heat exchanger 60 is discharged to the outside by the seawater heat exchanger 72.

＜本実施形態の作用効果＞
本実施形態によれば、以下の作用効果を奏する。
ＧＣＵモード時（図３参照）に、リガスボイラ３０で発生した蒸気を蒸気熱交換器６０へ送ることとした。蒸気熱交換器６０にて蒸気とグリコールとの間で熱交換が行われ、グリコール循環経路３８を循環するグリコールを介して放熱されることになる。すなわち、グリコール循環経路３８で蒸気をダンプ処理することにより、ＧＣＵモード時に必要となる大型のコンデンサを設ける必要がなくなり、初期投資を抑えることができる。 <Actions and effects of this embodiment>
According to this embodiment, the following effects are achieved.
During the GCU mode (see FIG. 3), the steam generated in the regas boiler 30 was sent to the steam heat exchanger 60. Heat exchange is performed between the steam and glycol in the steam heat exchanger 60, and heat is radiated through the glycol circulating in the glycol circulation path 38. That is, by dumping the steam in the glycol circulation path 38, there is no need to provide a large condenser that is required in the GCU mode, and the initial investment can be reduced.

グリコール循環経路３８に海水熱交換器７２を備え、海水熱交換器７２を介してグリコールから海水へと放熱を行うようにした。これにより、効果的にＢＯＧ焼却によって発生した蒸気の凝縮熱を外部へと放熱することができる。 A seawater heat exchanger 72 is provided in the glycol circulation path 38, and heat is radiated from glycol to seawater via the seawater heat exchanger 72. Thereby, the heat of condensation of the steam generated by BOG incineration can be effectively radiated to the outside.

なお、蒸気ダンプ弁５８を開として、蒸気熱交換器６０を復水器３６の補助として用いるようにしてもよい。これにより、既存の復水器３６を有効に利用することができる。例えば、制御部は、ＧＣＵモード時に蒸気供給弁６３を閉としたままで蒸気ダンプ弁５８を開とし、先ずは復水器３６でダンプした蒸気を凝縮させる。そして、制御部は、ＧＣＵモード時のリガスボイラ３０の負荷を演算しておき、復水器３６で回収する熱量が所定値を超えた場合に、蒸気ダンプ弁５８は開度を維持し、蒸気供給弁６３を開として、蒸気熱交換器６０を利用する。これにより、蒸気熱交換器６０と復水器３６にてＢＯＧ燃焼による発生蒸気の凝縮熱を分配することができ、各機器を適正な容量に抑えることができる。 Note that the steam dump valve 58 may be opened and the steam heat exchanger 60 may be used as an auxiliary to the condenser 36. Thereby, the existing condenser 36 can be used effectively. For example, in the GCU mode, the control unit opens the steam dump valve 58 while keeping the steam supply valve 63 closed, and first condenses the dumped steam in the condenser 36. Then, the control unit calculates the load of the regas boiler 30 in the GCU mode, and when the amount of heat recovered by the condenser 36 exceeds a predetermined value, the steam dump valve 58 maintains the opening degree and supplies steam. Valve 63 is opened and steam heat exchanger 60 is utilized. Thereby, the heat of condensation of the steam generated by BOG combustion can be distributed between the steam heat exchanger 60 and the condenser 36, and the capacity of each device can be suppressed to an appropriate capacity.

１ ＬＮＧ気化装置（液化ガス気化装置）
３ ＬＮＧタンク（液化ガスタンク）
５ ディーゼルエンジン（発電用エンジン）
７ ＢＯＧ供給配管
９ ＢＯＧ圧縮機
１０ ＢＯＧ冷却熱交換器
１２ 過給機
１４ 排ガスエコノマイザ
１４ａ 排ガスエコノマイザ弁
１５ 排ガスバイパス配管
１５ａ バイパス弁
１６ 空気冷却器
１８ ＬＮＧポンプ
２０ 気液分離器
２２ 送液ポンプ（液化ガスポンプ）
２３ ＬＮＧ配管
２５ 気化器
２６ 送ガス配管
３０ リガスボイラ（ボイラ）
３０ａ 水ドラム
３０ｂ 蒸気ドラム
３２ 蒸気タービン
３３ 回転軸
３４ 蒸気タービン発電機
３６ 復水器
３８ グリコール循環経路（不凍液循環経路）
４０ ボイラ用ＢＯＧ供給配管
４２ ドラム水ポンプ
４４ 蒸発器
４６ 給水タンク
４７ 給水配管
４８ 給水ポンプ
５０ 蒸気需要部
５１ 船内蒸気供給弁
５２ 蒸気タービン用蒸気配管
５３ 過熱器
５４ 蒸気止め弁
５５ 蒸気加減弁
５７ 蒸気ダンプ配管
５８ 蒸気ダンプ弁
６０ 蒸気熱交換器
６２ 蒸気供給配管
６３ 蒸気供給弁
６５ ドレン水配管
６７ 循環ポンプ
６９ 復水ポンプ
７０ 海水ポンプ
７１ 海水取水配管
７２ 海水熱交換器
７３ 排水配管 1 LNG vaporizer (liquefied gas vaporizer)
3 LNG tank (liquefied gas tank)
5 Diesel engine (power generation engine)
7 BOG supply piping 9 BOG compressor 10 BOG cooling heat exchanger 12 Supercharger 14 Exhaust gas economizer 14a Exhaust gas economizer valve 15 Exhaust gas bypass piping 15a Bypass valve 16 Air cooler 18 LNG pump 20 Gas-liquid separator 22 Liquid pump (liquefaction) gas pump)
23 LNG piping 25 Vaporizer 26 Gas supply piping 30 Regas boiler (boiler)
30a Water drum 30b Steam drum 32 Steam turbine 33 Rotating shaft 34 Steam turbine generator 36 Condenser 38 Glycol circulation path (antifreeze circulation path)
40 Boiler BOG supply piping 42 Drum water pump 44 Evaporator 46 Water supply tank 47 Water supply piping 48 Water supply pump 50 Steam demand section 51 Inboard steam supply valve 52 Steam turbine steam piping 53 Superheater 54 Steam stop valve 55 Steam control valve 57 Steam Dump piping 58 Steam dump valve 60 Steam heat exchanger 62 Steam supply piping 63 Steam supply valve 65 Drain water piping 67 Circulation pump 69 Condensate pump 70 Seawater pump 71 Seawater intake piping 72 Seawater heat exchanger 73 Drainage piping

Claims (4)

液化ガスを加熱して気化する気化器と、
前記気化器に接続されるとともに不凍液が循環する不凍液循環経路と、
液化ガスタンクで発生したボイルオフガスを燃焼させて蒸気を生成するボイラと、
前記ボイラで生成された蒸気と前記不凍液循環経路を循環する不凍液とを熱交換する蒸気熱交換器と、
前記気化器にて液化ガスを加熱せずに前記液化ガスタンクで発生したボイルオフガスを前記ボイラで焼却処理するボイルオフガス焼却処理モード時の制御を行う制御部と、
を備え、
前記制御部は、前記ボイルオフガス焼却処理モード時に、前記気化器に液化ガスを供給しないことによって前記気化器にて液化ガスを加熱せずに、前記不凍液循環経路の不凍液を循環させ、前記ボイラで生成された蒸気を前記蒸気熱交換器へと送る液化ガス気化装置。 a vaporizer that heats and vaporizes liquefied gas;
an antifreeze circulation path connected to the vaporizer and through which antifreeze circulates;
A boiler that generates steam by burning boil-off gas generated in a liquefied gas tank;
a steam heat exchanger that exchanges heat between the steam generated in the boiler and the antifreeze circulating in the antifreeze circulation path;
a control unit that performs control during a boil-off gas incineration processing mode in which boil-off gas generated in the liquefied gas tank is incinerated in the boiler without heating the liquefied gas in the vaporizer;
Equipped with
In the boil-off gas incineration processing mode, the control unit circulates the antifreeze in the antifreeze circulation path without heating the liquefied gas in the vaporizer by not supplying the liquefied gas to the vaporizer, and causes the antifreeze in the antifreeze circulation path to circulate in the boiler. A liquefied gas vaporization device that sends generated steam to the steam heat exchanger. 前記不凍液循環経路に設けられ、不凍液と海水とを熱交換する海水熱交換器を備え、
前記制御部は、前記ボイルオフガス焼却処理モード時に、前記海水熱交換器にて不凍液から海水へと放熱を行うように制御する請求項１に記載の液化ガス気化装置。 A seawater heat exchanger is provided in the antifreeze circulation path and exchanges heat between the antifreeze and seawater,
The liquefied gas vaporizer according to claim 1, wherein the control unit controls the seawater heat exchanger to radiate heat from the antifreeze to the seawater during the boil-off gas incineration processing mode. 蒸気タービンと、
前記蒸気タービンから排出された蒸気を凝縮させる復水器と、
を備え、
前記制御部は、前記ボイルオフガス焼却処理モード時に、前記ボイラで生成された蒸気を前記復水器へと送る請求項１又は２に記載の液化ガス気化装置。 a steam turbine;
a condenser that condenses steam discharged from the steam turbine;
Equipped with
The liquefied gas vaporization device according to claim 1 or 2, wherein the control unit sends the steam generated in the boiler to the condenser during the boil-off gas incineration processing mode. 請求項１に記載の液化ガス気化装置と、
液化ガスを貯留する液化ガスタンクと、
を備え、
前記気化器は、前記液化ガスタンクから導かれた液化ガスを気化する浮体設備。 The liquefied gas vaporization device according to claim 1;
a liquefied gas tank that stores liquefied gas;
Equipped with
The vaporizer is a floating facility that vaporizes the liquefied gas led from the liquefied gas tank.
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